Рис. 3.9. Характеристика нагнітального фонду свердловин на 1.07.2005 р.
У нагнітальному фонді на 1.07.2005 р. числяться 47 свердловин. З них 20 діючих, 3 бездіяльних і 4 знаходяться в освоєнні.
Розподіл фонду видобувних свердловин за поточними дебитам нафти наступне (рис. 3.10):
менш 10т/сут - 15% (16 вкв.); від 10 до 30т/сут - 40% (41 вкв.); від 30 до 50т/сут - 25% (26 вкв.); від 50 до 100 / сут - 11% (12 вкв.), більше 100 т / добу - 5% (6 вкв.). Середній дебіт нафти - 41,6 т / добу.
Рис. 3.10. Розподіл діючих видобувних свердловин за поточними дебитам рідини станом на 1.07.2005 р.
Розподіл діючих видобувних свердловин по обводнення рис. 3.11:
менше 2% - 28% (30 вкв.); від 2 до 20% - 50% (59 вкв.); від 20 до 50% - 7% (8 вкв.); від 50 до 90% - 6% (7 вкв.); більше 90% - 2% (3 вкв.). Середня обводненість свердловин складає 19,4%.
Рис. 3.11. Розподіл діючих видобувних свердловин по обводнення станом на 1.07.2005 р.
Таким чином, на 01.07.2005 р. на південній частині Приобского родовища пробурено 164 свердловини, з них діючий фонд: 109 видобувних і 20 нагнітальних свердловин. Середній дебіт свердловин на нафту становить 41,6 т / добу, середній дебіт свердловин по рідини - 51,7 т / добу. Середня обводненість продукції становить 19,4%.
.3 Енергетичне стан південної частини поклади АС10
З квітня 2002 поклад розроблялася на природному режимі. З червня 2003 року для підтримки пластового тиску в пласт закачується Сеноманська вода. Система заводнення - п'ятиточкова.
Для розробки продуктивних пластів Південної ліцензійної території Приобского родовища обраний метод заводнення з метою досягнення найбільш високих рівнів видобутку нафти і коефіцієнта нафтовіддачі. Метод заводнення зарекомендував себе особливо добре при розробці колекторів з низькою проникністю, відповідної діапазонами зміни проницаемостей, характерним для колекторів Приобского родовища. Використовується п'ятиточкова схема розташування свердловин, максимальна депресія на вибоях експлуатаційних свердловин, закачування під тиском нижче або трохи перевищує тиск розриву пласта, закачування обробленої води, властивості якої сумісні з характеристиками пласта.
Не дивлячись на те, що місячна поточна компенсація коливається від 77 до 114%, накопичена компенсація досягла всього лише 79,3%. Внаслідок цього відбулося істотне зниження пластового тиску з 26,0 МПа до 20,3 МПа. Якщо в зоні нагнітання пластовий тиск в середньому становить 36,0 МПа, то в зоні відбору воно становить 15,7 МПа. Розподіл пластового тиску наведено на рис. 3.12.
Необхідно відзначити, що в ряді свердловин забойное і пластовий тиск знизився до критичного (8,9 МПа) і нижче (свердловини 12268, 12314, 16044). Зниження пластового і забійного тисків може привести до ряду ускладнень:
розгазування нафти в ПЗП, і відповідно, до її охолодження за рахунок ефекту Джоуля - Томсона (дросельний - ефект);
охолодження ПЗП може привести до випадання в ПЗП і стовбурі свердловини важких фракцій нафти (смоли, асфальтени, високотемпературокіпящіе парафіни і т. д.);
...
